Ricardo Roa confirma que Ecopetrol seguirá con prórroga del contrato de fracking con la Oxy en EE. UU.: “Petro queda tranquilo viendo que a la compañía le va bien”

SEMANA: ¿Cuál es la situación de las reservas hoy de Ecopetrol?

RICARDO ROA (R. R.): Hemos anunciado un índice de reposición de reservas de 259,6 millones de barriles equivalentes de petróleo. Esto es hacer una recuperación de las reservas con respecto a la producción del 104 %. Esto nos da una vida media de las reservas, promedio para petróleo y gas de 7,6 años, y es lo que hemos anunciado hoy. Son barriles equivalentes. Cuando uno habla de equivalentes, está el energético crudo, líquidos y el energético gas.

SEMANA: Y en cada uno, ¿cuál es el escenario?

R.R.: Ya en la separación, para líquidos, hemos empezado el año 2024 con 1.471,3 millones de barriles equivalentes de líquidos y lo terminamos con 1.521,6 millones de barriles. Hemos hecho incorporaciones asociadas a la producción, de 194,9 millones de barriles y hemos incorporado en líquidos reservas por 244,3 millones de barriles. Y en gas empezamos el año en enero de 2024 con 411,6 millones de barriles equivalentes y terminamos con 371,1 millones de barriles, una producción de 55,7 millones de barriles y una incorporación de 15,6, lo que nos dio un índice de reposición de reservas de 27% en gas, y un índice de recuperación de reservas de 126% en crudos, con lo que el promedio nos da 104% y una vida media de las reservas de 7,6 años.

SEMANA: ¿Esa vida media de las reservas se puede dividir en líquidos y en gas?

R.R.: Para gas, pasamos de 7,2 años de la vida útil de esas reservas a 6,7 años, y en crudo pasamos de 7,7 años en 2023 a 7,8 años en 2024.

SEMANA: Algunos analistas habían anticipado que las reservas de Ecopetrol caerían. ¿Qué pasó?

R.R.: Ellos no tenían en cuenta que nosotros hemos venido trabajando arduamente, sobre todo, en el contexto nacional, en proyectos que nos permitieran, primero, mejores resultados de las curvas, de las básicas; segundo, en la ejecución de la actividad incremental y, con ello, el recobro mejorado que también nos trajo reservas, y la maduración y sanción de nuevos proyectos. Esto en lo orgánico, en los campos y los pozos que, históricamente, venimos explotando: en Rubiales, 39 millones de barriles; en Castilla, 38; en Pautu Floreña, 32 millones de barriles; Caño sur, 24; y Hocol, 21. Y, adicional, hemos logrado sancionar a final del año entrante dos negociaciones importantes, una la extensión del joint venture con nuestro aliado Oxy en la cuenca del Permian, que nos incorporó unos 22 millones de barriles de reservas. Y otro la negociación del 45% que tenía Repsol en el CPO 09 que nos incorporó 32 millones de barriles en reservas.

SEMANA: Para claridad, cuando se observa el tema de la producción versus las reservas que incorporan, ¿es ese 104 %?

R.R.: Sí, exacto, y eso que respecto de la meta que teníamos para el año pasado, que la anunciamos de 729.000 barriles día, alcanzamos a lograr un incremento cercano a 8 millones de barriles más de producción respecto de esa meta, que son 250 millones de barriles que produjimos en 2024 y que tocó reponerlos y el ejercicio neto del balance de la reposición de pérdidas es ese número de 260 millones de barriles equivalentes.

También tuvimos retos porque hubo que desincorporar reservas también. Los económicos, las alteraciones de la energía, de la dinámica de los pozos, a veces hacen que se descarten y que se saquen esas reservas, que se desincorporen del balance, y eso es el ejercicio neto que hemos anunciado. Pasamos de unas reservas que empezaron en el año en 1.883 millones de barriles equivalentes al inicio del 2024 y que terminaron en 1.893 millones de barriles y ahí está la relación del 104%.

SEMANA: Algunos analistas también advirtieron que la producción de Ecopetrol para este año caería. ¿Qué les responde a ellos?

R.R.: Acabo de anunciarle una cifra, 250 millones de barriles, la mejor producción en los últimos 9 años de Ecopetrol. Eso lo están leyendo correctamente los analistas, los Inversionistas, y por eso es que hemos tenido un repunte importante de la acción en el mercado bursátil.

SEMANA: ¿Le ha pegado en algo a Ecopetrol dentro de esta estrategia la no realización de nuevos contratos de exploración?

R.R.: Por el contrario, yo creo que lo que estamos haciendo ver aquí es una gran apuesta. Se han dedicado recursos importantísimos más de 1.300 millones de dólares en los últimos tres años, se han invertido en mayor exploración, mayor actividad exploratoria, no solo en los en las cuencas en los pozos, en el offshore en el mar Caribe, sino también internamente en esas alianzas que hemos hecho con Parex, entre otras, para en las facilidades existentes, en los títulos, en las aprobaciones que tenemos hoy de terrenos en los que podemos aumentar la exploración, lo hemos venido haciendo y ese es el resultado de anuncios que hemos hecho importantes. No puedo anunciar todavía, no estamos en la entrega de los resultados, pero ahí estaremos dando un reporte de cómo a la actividad exploratoria en el país en estos años se le han dedicado recursos importantes, y hemos obtenido resultados importantes en términos de los hallazgos de reservas y que han servido en las pruebas que se están haciendo hacer esa mayor producción.

SEMANA: Mencionó el tema del joint venture con la Oxy, en el Permian, contrato que se prorrogó. El presidente del consejo de ministros dijo que se echara para atrás esa negociación. ¿Qué pasó?

R.R.: No. El presidente dijo que le pidió a la junta de Ecopetrol que estudie técnica y económicamente esa inversión, porque yo necesito más foco en las energías limpias, en las energías renovables. En eso sí que estamos haciendo una actividad muy importante. La meta que tenía Ecopetrol era al 2030, 900 megas. Esa meta ya la cumplimos el año pasado. estamos anunciando muy pronto unas adquisiciones de un portafolio grandísimo de energías renovables para este año que seguramente va a estar rondando los 1.300 megavatios adicionales, y la apuesta es antes de salir dejar al menos 3,3 gigavatios de capacidad gestionado para la construcción de proyectos en energía eólica y solar.

SEMANA: ¿El presidente quedó tranquilo con la explicación? ¿Con las cuentas?

R.R.: El presidente queda tranquilo viendo que la compañía va bien y el presidente va a quedar más tranquilo cuando vea que los recursos que hemos generado, la riqueza que hemos generado en el negocio tradicional, está siendo utilizada para desarrollar de manera avanzada y decidida los proyectos de la transición energética.

SEMANA: ¿En esa incorporación de proyectos de energías renovables no convencionales están, entre comillas, los siniestrados, que van a adquirir ustedes, o son proyectos nuevos que van a desarrollar?

R.R.: No necesariamente. Tenemos un portafolio muy grande de proyectos, casi de 6.000 megavatios en distintas etapas. Nuestras prioridades son las granjas solares, los proyectos eólicos en tierra y, como último, los proyectos eólicos en el offshore. Otro criterio de priorización de nuestras inversiones en energías limpias está lógicamente en los proyectos que ya están ready to build, es decir que todo el licenciamiento, el estudio de conexión y la aprobación de la conexión ante la UPME y los demás elementos, ya están listos para la construcción del proyecto, es otra prioridad que le estamos dando. Y los esquemas son tres: compramos proyectos de energías limpias a través de los famosos contratos de compra de potencia a largo plazo, PPA; compramos energías limpias haciéndonos parte de las sociedades que están desarrollando proyectos en estos tipos de fuentes de energías renovables no convencionales, y también hacemos y desarrollamos proyectos y los construimos 100% de Ecopetrol.

SEMANA: Al ser dueños de ISA, ¿pueden desarrollar los negocios de transmisión y generación en el mismo ejercicio? Tengo entendido que ustedes no podrían vender generación de energía...

R.R.: Hay lecturas para interpretación. Algunos dicen que ISA hoy puede ser generador de energía, porque las restricciones que estaban en la Ley 142 y 143 fueron levantadas tanto en el proyecto de ley del Plan Nacional de Desarrollo del anterior gobierno como en este. Esas restricciones legales que habían, si se levantaron en esas leyes del Plan Nacional de Desarrollo, pues habilitarían a ISA para que pueda generar.

Segundo, hoy ISA tiene la posibilidad de desarrollar proyectos, servicios eléctricos conexos a la actividad de transmisión, según los cuales ISA puede ser un gran co-equipero con Ecopetrol para desarrollar la transición energética en lo que hace al desarrollo de esos servicios. Le cito uno, el almacenamiento a gran escala. Las energías limpias, renovables, no tienen un factor de planta alto, por lo cual para garantizar la firmeza necesitamos almacenamiento a gran escala. Ecopetrol va a necesitar desarrollo de unas alternativas de almacenamiento de energía a gran escala y en eso ISA puede ser un jugador importante.

SEMANA: En el joint venture con la Oxy, ¿hay alguna sanción si ustedes hubieran desistido de ese negocio?

R.R.: No, no habría una sanción, simplemente habría una pérdida importante de las reservas, habría una pérdida importante de los resultados económicos que se derivan de la operación allí. Esto lo teníamos muy claro. Hay unos compromisos en tratándose de energías de esas fuentes no convencionales, los tiempos para los que se prevén la explotación y el plan de desarrollo de los pozos que se perforaron allí es de muy corta duración, por eso estaba previsto esto, la vigencia de este contrato está prevista hasta el 2027 y lo que hicimos a finales del año pasado fue extender el plan de desarrollo que involucraba cerca de 798 millones de dólares para esta vigencia y ese es el ejercicio que hemos anunciado a finales del año pasado.

SEMANA: En los proyectos de gas offshore, básicamente Komodo y Sirius, ¿cuál es la situación? Porque muchos analistas han dicho que Komodo con la licencia ambiental no sería viable y se está la expectativa del tema de Sirius.

R.R.: Nosotros seguimos con nuestros aliados en cada uno de los casos, Oxy, en uno, y Petrobras, en el otro, en cronograma seguimos anunciando que esto estaría entrando por allá hacia finales de 2029 como fecha más temprana, y hacia el 2031 como fecha más tardía. Siguen en agenda los proyectos, siguen en agenda las inversiones, siguen en cronograma como veníamos desarrollándolos.

SEMANA: Se vio últimamente la necesidad de importación de gas y los precios de las tarifas de gas que han venido subiendo. ¿Ecopetrol ha garantizado que hay gas firme para el mercado local?

R.R.: Le quiero decir que en los ejercicios que revisamos, primero, tener claro que la oferta de gas natural para el país en los niveles de producción nacionales, está asegurada, porque esa oferta hoy está establecida en 939 gigaBTU día y la demanda sin la generación térmica de este gas es 835 gigaBTU por día. Por eso nosotros hemos dicho que hay suficiente gas para atender la demanda nacional esencial. La demanda de gas natural esencial es los pequeños comercios, todos los estratos residenciales, es el gas para las compresoras en los transportadores de gas, es el gas para las refinerías, el gas vehicular, esa es la demanda esencial. Y por encima de esa está la demanda para generación térmica y grandes consumidores, grandes industriales. Ahí es donde decimos que hay suficiente gas nacional para atender la demanda esencial. Ese es el balance de hoy. Aquí en Colombia hemos venido importando gas desde el 2017 a través de la plataforma de SPEC, en cantidades que hoy fluctúan fundamentalmente en proporción a la necesidad de generar energía eléctrica con gas.

SEMANA: ¿Qué está pasando con el GLP? ¿Hay alguna preocupación en el tema de suministro? Porque en algún momento Ecopetrol decidió enfocarse en algunas otras cosas y utilizar ese GLP para procesos internos…

R.R.: Ese rebalanceo de tener que destinar, desconectar algunos suministros de nuestras propias necesidades en nuestras refinerías, en nuestros pozos, para el consumo de gas o liberar un poco más de gas, ahí hemos hecho un esfuerzo importante en ahorrar. Nosotros históricamente consumíamos 247 gigaBTU día, y ahora estamos usando 216 a 217 gigaBTU día y hemos hecho un esfuerzo importante. El GLP no es el vector central de producción de nuestras refinerías y por eso toca ajustarlo a esos regímenes que nos direccionen la producción del gas, en algunos casos del crudo, los líquidos que transformamos. Y por eso habrá algunos momentos en que escasea el GLP y en otros pues tenemos excedentes.

SEMANA: Voy a utilizar un refrán popular, mirando lo que está pasando en el Permian y que es fracking: ¿no nos estamos muriendo de hambre con la nevera llena, teniendo la posibilidad de desarrollar fracking en Colombia y tener una respuesta de gas en el mediano y corto plazo?

R.R.: Antes de fracking, aquí están varios activos ya aportando reservas significativas a la necesidad de abastecimiento de gas que estamos desarrollando y que se han debido desarrollar y madurar hace muchos años, y por no hacerlo pues estamos registrando estos déficits con los que estamos esperando muy rápido atender a través de nuestras plataformas que hemos anunciado que vamos a tener muy rápido: una regasificadora en el Pacífico, y luego se interna por el sistema de transporte nacional de gas. Y en el sur está la alternativa que hemos anunciado en la plataforma de Chuchupave, donde vamos a tener el servicio de regasificación de hasta unos 200 millones de pies cúbicos día, para suplir esos déficits de gas que va a tener el país en los próximos años.

BSEMAN: ¿Esa inversión en la regasificadora a cuánto asciende?

R.R.: Más que la inversión, es un modelo en el que nosotros compramos los servicios de regasificación y la internación de la molécula y no invertimos en la infraestructura. En el activo no invertimos.

SEMANA: ¿Cómo queda Ecopetrol en medio de todas estas tensiones políticas de aranceles, de compras, de sanciones, en especial en los anuncios de Estados Unidos?

R.R.: Ahí tenemos activos, operaciones, inversiones, tenemos una compañía de trading. Todos estos son negocios sobre los cuales ante la alerta de una eventual implementación de unos incrementos a los aranceles hay que ir buscando alternativas que mitiguen un eventual riesgo y nos permitan una mayor diversificación en nuestro portafolio de clientes, y con ello una menor dependencia de las eventuales transacciones, no solo de exportación, porque también tenemos importantes volúmenes de productos de importación desde los Estados Unidos.

SEMANA: En el tema de energía, ¿han pensado entrar en el negocio de distribución de energía? Se lo pregunto directamente, ¿ustedes podrían comprar Air-e?

R.R.: Nosotros no hemos pensado entrar en este negocio, no está dentro del portafolio, no está dentro del encaje estratégico de la hoja de ruta que hemos trazado de comprar distribución, pero hoy sí tendríamos espacio en la regulación y en la normativa aplicable para comprar activos de generación. En cualquier sitio y desde allá poder entregar esos electrones a través del registro de esas fronteras, en el Asic, en el sistema de intercambios comerciales, en XM y poder tener esos electrones en nuestras facilidades.

SEMANA: En ese balance que usted hace en el tema de gas, ¿ya no se necesitaría importar gas de Venezuela?

R.R.: Siempre será una opción. Nosotros no dejamos de valorar esa opción porque es la más económica, pero ahí tenemos esas restricciones que yo siempre he dicho, la licencia Ofac, la primera; y la segunda, la disponibilidad y el nivel de integridad del gasoducto que no es de nuestra propiedad, que no depende de nosotros el tenerla, y la disponibilidad comercial desde Venezuela y desde PDVSA para que se pueda exportar gas a través de cualquiera de las infraestructuras existente en ese país.

SEMANA: ¿Comprarían Monómeros?

R.R.: No lo hemos evaluado, pero no tendría problema en hacerlo. En Brasil, tienen asociada la producción de urea a la producción de gas, entonces no creo que sea un negocio que no esté fuera de la posibilidad que tendría, pero no lo hemos hablado.